试论陇东油田部分区块采出水处理技术的应用及效果分析论文 54页

'　　试论陇东油田部分区块采出水处理技术的应用及效果分析论文陇东油田部分区块采出水处理技术的应用及效果论文导读：本论文是一篇关于陇东油田部分区块采出水处理技术的应用及效果的优秀论文范文,对正在写有关于出水论文的写有一定的参考和指导作用,膜法。活性污泥法就是水体自然净化的人工强化法，将空气连续输入采出水中，经过一段时间后，水中形成繁殖有大量好氧微生物的絮凝体-活性污泥，生活在活性污泥上的微生物以有机物为食料，获得能量并不断生长繁殖从而使有机物得以去除污水得到净化。　　1.1陇东油田采出水处理工艺现状　　目前，陇东油田日产液20088.7m3，日产水1155陇东油田部分区块采出水处理技术的应用及效果分析姓名：樊玲玲　　　　　学号：200802037328　　　　　性别：女　　　　　专业:石油工程　　　　　批次：0803　　　　　电子邮箱：573981103.　　　　　联系方式：13830431980 　　　　　学习中心：甘肃庆阳奥鹏学习中心　　　　　指导教师：王宇2009年11月17日陇东油田部分区块采出水处理技术的应用及效果分析摘要　　陇东油田是一个多层系、多油藏类型的油田。随着开采时间的不断延长，为保持合适的油藏能量及采油速率，油井注水及注水驱油是油田保持地层能量，进行采油开发的必要措施之一。而采出水回注工艺的实施，既能节约成本、又能保护环境，但采出水水质的好坏直接影响着原油产量的高低,甚至对陇东油田后续开发也起着至关重要的作用。本文主要介绍了目前陇东油田采出水的处理技术现状、处理工艺流程和存在问题，同时简要介绍了集中处理技术工艺在处理陇东油田采出水的发展前景。关键词：采出水；化学处理；效果分析目录第一章引言11、采出水处理技术简介11.1陇东油田采出水处理现状21.2陇东油田采出水处理技术简介2 1.2.1物理处理技术21.2.2化学处理技术4第二章采出水优化措施分析52.1采出水回注标准62.1.1一级除油＋二级过滤处理工艺72.1.2一级除油＋一级过滤处理工艺82.1.3一级除油处理工艺82.1.4简易采出水处理工艺9第三章陇东油田部分区块采出水水质状况33.1出水水质状况10第四章采出水处理效果分析144.1油田采出水处理技术发展方向154.2生化处理技术154.3旋流油水分离技术处理含油污水16第五章结论及建议17 陇东油田部分区块采出水处理技术的应用及效果论文导读：本论文是一篇关于陇东油田部分区块采出水处理技术的应用及效果的优秀论文范文,对正在写有关于出水论文的写有一定的参考和指导作用,28114.425103-104100-101　　4)二氧化氯杀菌技术　　该技术是利用二氧化氯的强氧化性，使微生物蛋白质中的氨基酸氧化分解，导致蛋白质失去活性，致使微生物死亡，从而达到杀菌目的。2005年7月5日-9月21日，在木一综合站引进了BA-12杀菌技术，该杀菌剂是以稳定性二氧化氯为主剂，辅以特殊的缓蚀技术的新型杀菌剂。BA-12灭菌剂采用22　04年维修换滤料改性纤维球过滤器3011　05年维修换滤料木一综合站2004.10核桃壳过滤器3522　 　西二联2006.03核桃壳过滤器3021良好改性纤维球过滤器3022良好合计　　　6432716　　 　　其中：核桃壳过滤器是20世纪80年代推出的典型的轻质滤料过滤器,利用吸附和拦截作用去除微小油滴和悬浮物，与石英砂过滤器相比,滤速高,易于反洗,不用气体参与反洗,并减轻腐蚀。但是该种过滤器过滤精度不高不能作为低渗透地层的最后把关设备。纤维球过滤器滤料呈柔性，孔隙可变，易于发挥滤料的深层截污能力，作为油田清水精细过滤的新产品,具有过滤精度高、反洗彻底、使用周期长等优点。　　1.2.2化学处理技术　　通过对采出水处理及回注系统腐蚀现状的调查，结合室内实验、分析，认为陇东油田采出水均有"四高"的特点。即：矿化度高；多价金属离子含量高，其中总铁含量较高，且以二价铁为主：HCO3-含量较高；细菌含量高。随着注入时间的延长，采出水系统越来越表现出结垢、腐蚀加剧的现象，同时现用SJ-66、SJ-99杀菌剂的杀菌效果较差，细菌已表现出较强的抗药性，使SRB细菌没有得到有效控制，造成流程腐蚀，腐蚀产物FeS与机杂等沉积，形成垢物，使采出水系统治理难度增大。　针对陇东油田的采出水水质情况，除投加杀菌剂以及降低水中悬浮物和含油量等几个方面来改变腐蚀环境外，在蛟一综合站、樊一转和木一综合站分别引进了光电杀菌、电解盐杀菌和二氧化氯杀菌装置。　　1)杀菌剂 　　全厂29个采出水回注站，除樊一转采用电解盐杀菌装置，南102转、中五转、中202转、华十二转未投加杀菌剂外，其他各站均应用加药杀菌。杀菌剂有SJ-99、SJ-66和S或100ppm，加药方式为24h连续投加和6h冲击式加药。　　2)光电杀菌技术　　采用全新光电技术，其技术原理是产生的紫外线和二氧化钛发生化合反应，在水中形成光化学催化效应，通过光电氧化过程能有效地杀死水中的细菌。该净化器的主要设备是紫光波长为254钠米的紫外灯，这个波长的紫外光能有效地打乱细菌的分子结构，从而杀灭细菌。该技术用于里37区蛟一综合站，杀菌效果见表2。从表2中数据可知：光电杀菌对TGB起到了很好地杀菌效果，TGB含量从101个/mL降到100个/mL，对SBR杀菌效果不明显。　　表2：蛟一综合站光电杀菌效果取样位置杀菌率指标（个/ml）实测杀菌率（个/ml）TGBSRBTGB SRB光电杀菌器进口≤103≤102101102光电杀菌器出口≤103≤102100102　　3)电解盐杀菌技术 　　电解盐技术是将食盐加入化盐罐，用清水配制成浓度在20-25%的浓盐水；然后清水和浓盐水按一定比例经过喷射器后配比成3-3.5%的稀盐水进入稀盐水罐中。再经稀盐水泵加压后送入电解槽。稀盐水由电解槽底部进入，由下至上流过电解槽各个电解板，在直流电作用下，产生次氯酸钠溶液，再由电解槽上部出口进入次氯酸钠储罐中。次氯酸钠通过加药泵加压后送至加药流程。次氯酸钠不稳定，在水中产生了原子态氧，原子态氧是强氧化剂，能够氧化细菌，使其代表生命的蛋白质变性，从而灭菌。电解时产生的氢气经排气口排至室外，钙、镁等沉淀沉积在储罐下部，由排污口定期排放。从樊一转2007年1-4月的水质可以看出，电解盐杀菌对TGB（100-101个/mL）杀菌效果明显，对比4个月采出水水质监测结果：采出水处理后机杂、硫酸盐还原菌含量严重超标，其次含油。辅助指标二氧化碳、硫化物含量严重超标，在后续处理环节相对增大了水中悬浮物含量、形成垢下腐蚀并加快了细菌繁殖。　　　　　　　　　　　　　　　表3：樊一转1-4月水质监测表取样部位取样时间溶解氧CO2总铁机杂硫化物含油量SRBTGB樊一转注水泵出口2009.07.280.00 64.187.60131.095.60810.929≥105101-102樊一转分离器出口2009.08.150.0063.737.70131.093.25747.953103-104100-101樊一转注水泵出口2009.08.100.0016.603.70 31840.70150.019≥105103-104樊一转分离器出口2009.08.150.0039.493.50254.8743.85322.102102-103101-102樊一转注水泵出口2009.08.060.0062.3810.80732.96 8.351062.872≥105101-102樊一转分离器出口2009.08.060.0057.009.60337.066.12/102-103100-101樊一转注水泵出口2009.08.200.008.756.60355.423.9171.853 102-103101-102樊一转分离器出口2009.08.200.0040.3910.50431.4318.28114.425103-104100-101　　4)二氧化氯杀菌技术　　该技术是利用二氧化氯的强氧化性，使微生物蛋白质中的氨基酸氧化分解，导致蛋白质失去活性，致使微生物死亡，从而达到杀菌目的。2005年7月5日-9月21日，在木一综合站引进了BA-12杀菌技术，该杀菌剂是以稳定性二氧化氯为主剂，辅以特殊的缓蚀技术的新型杀菌剂。BA-12灭菌剂采用冲击式与连续式相结合的投加方式，初期按10-15mg/l的加药量连续24h加入灭菌剂溶液，加药量逐渐下降，最终以3-5mg/l的加药量连续投加。5）絮凝沉淀 　　目前,水处理应用最广泛的方法为絮凝沉淀法。絮凝作用是一个复杂的物理、化它是胶体和悬浮颗粒在絮凝剂的作用下，桥联形成粗大絮凝体的过程，从而达到水体净化的目的。絮凝剂的使用可以有效降低采出水中悬浮物、硫化物等的含量，降低水的DO、CODcr和浊度值，达到回注水水质标准。学过程。　　6）阻垢技术　　采出水处理系统阻垢技术主要通过投加阻垢剂。阻垢剂在白107、蛟一综合站、华12转、木一综合站和元东一转等几个结垢较为严重的站投加，蛟一综合站加缓蚀阻垢剂TS-610，加药浓度50ppm，其它站加阻垢剂ZG-108/558加药浓度为35ppm，每天24h连续投加。7）清水剂　　清水剂对采出水中的乳化油滴具有很强的中和电荷、吸附桥联、絮凝聚结功能，很大程度上破除采出水中的乳化油。而且清水剂可以杀死硫酸盐还原菌、腐生菌等菌种并抑制其生长，消除由于细菌引起的水体发臭、发黑。采出水经三相分离器或大罐沉降时，清水剂可以将大量机杂"驱赶"到原油中，从而保证脱出水的清洁。　　第二章采出水优化措施分析　　2.1采出水回注标准 　　我厂采出水是根据油藏孔隙结构、喉道直径和渗透率，采出水水质监测依据石油天然气总公司标准《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》。根据长庆油田公司采出水回注指标控制标准要求，采出水回注指标控制标准如下表4所示：表4：采油二厂采出水回注指标控制标准序号分析项目分析方法回注标准1溶解氧(mg/L)测氧管比色法≤0.52二价铁(mg/L)滴定法　3总铁(mg/L)滴定法 　4三价铁(mg/L)滴定法≤0.405二氧化碳(mg/L)酸碱滴定法≤1.06机杂(mg/L)重量法≤5.07硫化物(mg/L)碘量法≤2.08含油(mg/L)红外分光光度法≤159 硫酸盐还原菌(个/ml)绝迹稀释法≤10010腐生菌(个/ml)绝迹稀释法≤10011含盐(mg/L)硝酸银滴定法　12化学需氧量CODcr(mg/5陇东油田部分区块采出水处理技术的应用及效果论文导读：本论文是一篇关于陇东油田部分区块采出水处理技术的应用及效果的优秀论文范文,对正在写有关于出水论文的写有一定的参考和指导作用,口2009.07.280.001.00375.6177.5340.999≥105101-102木一注水泵出口2009.07.280.0022.90656.8423.4185.424≥105100-101　　从上表可知：该区选用一级除油+一级过滤工艺流程，对比采出水水质回注主要控制指标，木一综合站采出水水质较差，采出水处理后机杂、硫化物、硫酸盐还原菌含量严重超标。其中含油量的严重超标，为硫酸盐 L)重铬酸钾法≤120　　陇东油田近年来通过不断地探索与实践，形成了如下四种不同的采出水处理工艺流程。　　2.1.1一级除油+二级过滤处理工艺　　工艺流程为沉降脱水→除油→一级过滤（核桃壳）→二级过滤（改性纤维球）→回注。此流程主要用于西一联合站、西二联合站、蛟一综合站。采出水采用完备的水处理流程精细化处理：即沉降罐或三相分离器脱出水经粗粒化斜管除油罐，再经核桃壳过滤器+二级纤维球装置过滤后进入净化水罐回注。采出水用于有效回注。流程图见图1、图2。　　图1：西一联、西二联合站采出水处理流程图　　　　图2：蛟一综合站采出水处理流程图　　2.1.2一级除油＋一级过滤处理工艺　　该水处理工艺流程可描述为沉降脱水→除油→一级过滤（核桃壳）→ 回注。中集站、北集站、南联站、元首站、华联站、悦联站、木一综合站配套了此工艺流程。如图3所示。除木一综合站外采出水多为回灌。　　　　图3：木一综合站采出水处理流程图　　2.1.3一级除油处理工艺　　该工艺流程为来液沉降脱水→除油→回注，流程图见图4。使用此流程的采出水回注站有：南梁集油站、环首站、城一转。其中南梁集油站和城一转为采出水有效回注。环首站采出水回灌。　　　　图4：城一转采出水处理流程图　　2.1.4简易采出水处理工艺　　对于含水高、油水易分离、地层物性好或回注水量很小的区块，采用简易流程，配套沉降罐或三相分离器脱水后直接回注。如镇北综合站、樊中区、华201区、悦29区、中二区、华49区6个区块采用沉降罐脱水后回注，如图5，采出水多用于回灌。　　　　　　图5：樊中区采出水处理流程图 　　南102转、玄一站、元东一转、樊一转采用三相分离器脱水后回注，工艺流程如图6，除元东一转外采出水多为回注。图6：樊一转采出水处理流程　　第三章陇东油田部分区块采出水水质状况　　陇东油田主要的开采层系为侏罗系延安组及三迭系延长统，属于低孔隙，低渗透的深层油田，采用注水开发方式，随着油田的勘探开发，综合含水不断上升，陇东油田在不断分析的基础上，采用联合站"集中处理、集中回住"和小区块"分片处理、就地回注"相结合的治理思路，采用上游分流的办法，在联合站上游区块实施采出水处理与回注工艺配套，实施采出水有效回注，采出水有效回注率达到31.6%，逐步实现采出水的二次利用，达到保护环境，节约生产成本，提高经济效益，节约清水资源的目的。　　3.1采出水水质状况　　为了对陇东油田采出水水质状况进一步了解，我们选择了一下几个具体区块的采出水水质进行分析：　　1.北三区　　北三区生产延10层，日产液443m3，日产油50t，日产水383m3，综合含水86.5%。2004年11月开始采出水回注。该区液量主要在木一综合站集中脱水处理后，低含水油拉运至北集站，脱出水有效回注。 　　木一综合站添加XN-90絮凝剂和S，加药周期为6h/d；絮凝剂浓度50ppm，加药周期为每天连续加药。　　表5：木一综合站水质监测取样部位取样时间溶解氧总铁机杂硫化物含油量SRBTGB木一清水罐出口2009.08.190.001.40343.2260.11639.568≥105102-103木一过滤器出口 2009.07.190.001.30257.561.91557.396≥105103-104木一调节罐出口2009.08.190.001.10476.9243.35726.732100-1010.00木一注水泵出口2009.08.190.001.50191.58 13.47353.36≥105102-103木一清水罐出口2009.08.200.008.70552.0928.29326.32≥105102-103木一过滤器出口2009.08.200.001.00379.4990.17372.084≥105101-102 木一调节罐出口2009.07.280.001.00375.6177.5340.999≥105101-102木一注水泵出口2009.07.280.0022.90656.8423.4185.424≥105100-101 　　从上表可知：该区选用一级除油+一级过滤工艺流程，对比采出水水质回注主要控制指标，木一综合站采出水水质较差，采出水处理后机杂、硫化物、硫酸盐还原菌含量严重超标。其中含油量的严重超标，为硫酸盐还原菌的繁殖提供了丰富的营养物质，从而导致管X系统的腐蚀速度。　　2.樊中区樊中区主要开采层位延9层，日产液765m3，日产油39t，日产水719m3，于2004年12月18日实施采出水回注。　　樊一转负责樊中区采出水处理，沉降罐脱出水杀菌后由樊一注回注樊1、2、3、4、5配及樊东101配。　　前期，该站采出水投加杀菌剂处理，05年7月下旬，投用了电解盐杀菌装置代替传统的化学药剂杀菌工艺。　　樊三转负责樊东区采出水处理，沉降罐脱出水杀菌后回注。该站采出水投加SJ-66、SJ-99杀菌剂处理，加药浓度为50ppm，加药位置为污水罐进口。　　　　　　　　　　　　　　　表6：樊一注水质监测分析表取样部位取样时间溶解氧CO2总铁机杂 硫化物含油量SRBTGB樊一注源水罐出口2009.08.180.0055.207.5077.10767.545102-103101-102樊一注注水泵出口2009.07.180.0067.326.5054.634.28771.536 102-103101-102樊一注源水罐出口2009.08.020.0018.043.60305.834.63342.655102-103100-101樊一注注水泵出口2009.08.090.0076.303.40192.1110.6970.775102-103100-101 樊一注源水罐出口2009.08.070.0023.116.152368.08126.476101-102102-103樊一注注水泵出口2009.08.040.0043.083.70365.241.3747.337102-103101-102樊一注源水罐出口2009.08.01 0.0056.107.50367.009.6845.087102-103101-102樊一注注水泵出口2009.08.080.0065.086.50183.5015.1636.130102-103101-102 由上表可知：该区采用简易采出水处理技术，对比回注水质四项主要控制指标，采出水处理后机杂和硫酸盐还原菌含量严重超标；辅助指标二氧化碳、硫化物含量严重超标。由于采出水中硫化物的大量存在，硫酸盐还原菌（10３个/ml）加大对管线以及设备的腐蚀速度。　　3.中一区　　该区于2005年5月20日实施采出水回注，采出水由中集站负责处理和供给。目前中集站采出水厂过滤器故障停用，采出水仅经过杀菌处理后转输中一注有效回注。　　中集站在除油罐进口添加XN-90絮凝剂，加药浓度为35ppm,在清水罐进口/除油罐进口添加SJ-99/66杀菌剂，加药浓度为35ppm。　　中一注在储水罐出口添加TS-610缓蚀阻垢剂，加药浓度为35ppm。　　表7：中集站1-4月水质监测分析表取样点样别分析时间含油量(mg/L)硫酸盐还原菌(个/ml)腐生菌(个/ml)机杂(mg/L)总铁(mg/L) 溶解氧(m5陇东油田部分区块采出水处理技术的应用及效果论文导读：本论文是一篇关于陇东油田部分区块采出水处理技术的应用及效果的优秀论文范文,对正在写有关于出水论文的写有一定的参考和指导作用,，一些指标去除率过低，可能是由于水质波动较大，导致取样测试结果不能反映该段采出水的处理效果。　　4）采出水处理后机杂、硫酸盐还原菌含量严重超标，主要原因：一是采出水配套工艺不完备，二是采出水杀菌剂加药浓度不足。对机杂含量较高、注水量较大、站内有富余空间的增加过滤装置，改善处理水质。　　4.1油田采出水处理技术发g/L)二氧化碳(mg/L)硫化物(mg/L)注水泵出水2009.08.19436.441103-1040.00 247.262.600.00水黑87.84注水泵出水2009.08.21236.294102-1030.002013.500.700.00103.22114.69注水泵出水2009.08.19240.760103-1040.00 2302.290.750.00水黑114.61注水泵出水2009.08.0270.310103-1040.00460.000.700.0087.9692.95回注水质标准≤20≤102≤102≤3.0≤0.5 ≤0.05≤1.0≤5.0由上表可知：该区采用一级除油+一级过滤工艺流程，对比回注水质四项主要控制指标，采出水处理后机杂含量、硫酸盐还原菌含量严重超标；辅助指标二氧化碳、硫化物含量严重超标。由于采出水中硫化物的大量存在，硫酸盐还原菌（10３个/ml）加大对管线以及设备的腐蚀速度。　　4.西峰白马区西峰油田白马区生产长8层，采出水于2003年10月21日实施有效回注。西一联合站承担西峰油田五个作业区采出水的处理和回注任务，该站采用一级除油+二级过滤的完备工艺流程，对沉降罐、三相分离器来水精细过滤后回注。取样点样别分析时间含油量(mg/L)硫酸盐还原菌(个/ml)腐生菌(个/ml) 机杂(mg/L)总铁(mg/L)溶解氧(mg/L)二氧化碳(mg/L)硫化物(mg/L)调节罐进水2009.7116.508≥105100-101167.460016.635.78出水263.466≥105100-10195.620.15 0022.08去除率-126.10042.9/010038.2泵出口出水57.178≥105100-10193.430.2010.32 30.35调节罐进水2009.7446.869101-102101-102261.160.9017.0517.63出水599.879103-104101-102369.920.25015.7126.84去除率 -34.24-990-41.6472.207.85-52.2泵出口出水521.472102-103102-103284.70.2010.3224.41调节罐进水2009.7 98.002≥105102-103214.670.50030.38出水58.203103-104102-103155.90.40027.27去除率40.6199027.37 200010.23泵出口出水58.23400247.10.9052.516.21调节罐进水2009.776.563≥105100-101119.310.9 017.9524.94出水81.602≥105100-101107.870.25015.7127去除率-60.58009.5972.22012.478.25泵出口 出水28.34≥105100-10195.620.2011.227.64回注水质标准≤20≤102≤102≤3.0≤0.5≤0.05≤1.0≤5.0水处理添加剂为絮凝剂、杀菌剂，絮凝剂XN-90投加浓度50ppm，加药周期8h/d，加药点为调节罐进口/缓冲罐进口；杀菌剂SJ-66、SJ-99，投加浓度100ppm，加药周期6h/d，加药点为清水罐进口/除油罐进口。 　　表8：西一联水质监测分析表　　该区采用一级除油+二级过滤处理工艺，采出水处理后的水质相对较好。对比回注水质四项主要控制指标，采出水处理后含油量、机杂含量超标，其次硫酸盐还原菌含量变化不大。硫化物含量相对其它几个区块较低。　　5.南陇东油田部分区块采出水处理技术的应用及效果由.zbjy.收集,如需论文可联系我们.梁西区　　南梁集油站负责南梁西区（含东区少量产出水）采出水处理与回注，于2003年9月投产，由于除油罐不能正常出水，沉降罐脱出水杀菌后直接回注。　　采出水处理前期应用电解盐杀菌工艺，由于效果不明显，后又改用SJ-99/66杀菌剂，浓度100ppm，加药点为调节罐进口。处理后水质如下：　　表9：南梁集油站2-5月水质监测分析表取样点样别分析时间含油量(mg/L)硫酸盐还原菌(个/ml)腐生菌(个/ml)机杂(mg/L)总铁(mg/L) 溶解氧(mg/L)二氧化碳(mg/L)硫化物(mg/L)调节罐出水2009.6841.236≥105100-101717.890.50水黑20.05泵出口出水49≥105101-1027060.90 水黑18.18调节罐出水2009.7784.62≥105101-102435.830.50水黑27.09泵出口出水897.47≥105102-103515.4510水黑 44.14调节罐出水2009.0714.283≥105101-1021501.763.80水黑29.62泵出口出水20.6050100-1016913.80水黑 24.22调节罐出水2009.0755.05≥105100-101597.653.50水黑33.89泵出口出水52.326≥105101-102704.083.50水黑39.48 回注水质标准≤20≤102≤102≤3.0≤0.5≤0.05≤1.0≤5.0　该区采用一级除油处理工艺流程，处理后水质相对较差，含油量、机杂含量偏高，为细菌进一步繁殖提供了营养物质，导致硫酸盐还原菌量偏高。　　　　　　　第四章采出水处理效果分析　　通过对以上各区块采出水水质的对比分析，可以看出，陇东油田采出水处理整体效果不佳，采出水回注主要指标和辅助指标均不同程度超标，结合现用采出水处理方法，分析原因如下：　　1)采出水处理工艺流程不完善　　通过对以上五个区块的水质分析，除西一联、西二联和蛟一综合站采用较完整的采出水处理工艺流程外，其余各站处理流程简单，设备运行时间较长，出现设备老化、损坏、运行不正常等现象，严重影响处理后水质指标。 　　2)水处理剂药品单一，长期使用出现抗药性　　陇东油田采出水处理系统使用的水处理剂以杀菌剂（SJ-66、SJ-99）为主，只有个别处理系统投加絮凝剂、阻垢剂和清水剂。杀菌剂只能对细菌产生杀灭和抑制作用，对含油、悬浮物、COD等的去除作用不大，造成处理后水质很难达标。另外，由于长期使用SJ-66、SJ-99杀菌剂，细菌普遍出现抗药性，加药浓度提高，杀菌率不高，尤其对SRB杀菌效果更差，大部分采出水处理后SRB含量严重超标。　　3)水质波动大，水质检测结果不准　　分析水质监测数据，一些指标去除率过低，可能是由于水质波动较大，导致取样测试结果不能反映该段采出水的处理效果。　　4）采出水处理后机杂、硫酸盐还原菌含量严重超标，主要原因：一是采出水配套工艺不完备，二是采出水杀菌剂加药浓度不足。对机杂含量较高、注水量较大、站内有富余空间的增加过滤装置，改善处理水质。　　4.1油田采出水处理技术发展方向　　油田采出水处理技术近年来发展很快，根据油田采出水处理、回注的不同工艺要求，研制开发油田采出水处理装置，对油田的开发生产有十分重要的意义。按照"安全可靠，经济高效，节能降耗"的原则，今后的发展趋势是： 　　1)生物治理国外已用于清除石油烃类污染，治理费用低、效果好。国内各油田可以考虑将厌氧－好氧、高级氧化－好氧联合使用并着力于高效降解菌的筛选与培养。　　2)新药剂的研发为处理乳化含油废水、稠油废水提供了条件，性能优异的破乳剂的开发也已成为水处理药剂研究的一个方向。生物破乳剂、生物絮凝剂、低污染或无污染的水质处理剂也是值得研究的.　　3)膜分离器的研发对于低渗和特低渗油田精细过滤尤为重要，膜分离器可以很好地达到要求，但需要在膜的材料、透量、清洗、耐久性、费用等方面下功夫5陇东油田部分区块采出水处理技术的应用及效果论文导读：本论文是一篇关于陇东油田部分区块采出水处理技术的应用及效果的优秀论文范文,对正在写有关于出水论文的写有一定的参考和指导作用,。　　4)注聚、稠油、特稠油的污水处理是今后油田污水处理的主攻方向。另外需要加强高含水油田节能降耗水处理技术的研究。加强低渗透、小断块油田地面踩出水处理工艺技术研究。　　4.2生化处理技术 　　采出水处理过程中必然产生污泥及污油，目前陇东油田采出水处理工程中，沉降罐、除油罐、调节罐产生的污泥以及过滤器反洗水均排入污泥池；除油罐等产生的污油排入污水池，污水、污油相互混合，分离困难，不利于原油回收；污泥池产生的采出水返回沉降罐，返水中含有大量悬浮物、硫化物及细菌，造成采出水处理系统二次污染。含油污泥既是油田生产过程中产生的废弃物，同时也是一种资源。　　目前，生化处理是比较有效的一种含油污泥处理技术，也是今后发展的方向之一。包括生物接触氧化法、生物转盘法、活性污泥法。生化处理的主要原理是微生物利用石油烃类作为碳源进行同化降解，使其最终完全矿化，转变为无害的无机物质（CO2和H2O）的过程。污油微生物降解可以按过程机理分为两个方向：一是向油污染点添加具有高效油污降解能力、自然形成并经选择性分离出的细菌、化肥和一些生物吸附剂；二是曝气，向油污染点投加含氮磷的化肥，刺激污染点微生物群的活性。　　采用生化技术处理采油废水是可行的，通过测定处理前后污水水质指标，选育现场应用微生物菌株,进行菌种驯化和优化。综合利用微生物代谢产物的破乳性能和微生物降解石油烃类，对采油废水中超标的污染指标CODcr和石油类都能有效地去除。使油田采出水达标回注油层，减轻因水质对地层产生的伤害。 　　生化法处理的优点：一是对环境影响小，生化处理是自然过程的强化，其最终产物是二氧化碳、水和脂肪酸等，不会形成二次污染或导致污染物转移；二是费用低，其费用约为焚烧处理费用的1/4～1/3；三是处理效果好，经过生化处理，污染物残留量可以大幅度降低。其缺点：一是生物法在筛选石油降解菌和菌种培养上存在很大的困难；二是对含油率较高的污泥处理效果不是很好。　　4.3旋流油水分离技术处理含油污水其主要工艺流程为：含油污水--旋流分离器--过滤--出水。　　其机理是借助于离心力将密度较小的油滴从水中分离出去。旋流分离技术作为一种高新分离技术用于油水分离的应用研究起源于英国south-Hampton大学。20世纪80年代中期MartinThean两人在这方面作出了开创性工作。1985年英国北海油田和巴是流峡油田安装了第一批永久性的去油型旋流分离器，1985年底北海油田就能成功地用旋流处理约900m3/h含油废水。　　1989年我国南海东部油田首次用Krebs公司生产的水力旋流器处理含油污水，1993年胜利油田引进一台CONOCO公司的Vortoil水力旋流器，水力旋流技术是一种有前途的油水分离技术。水力旋流器由圆筒旋流器、同心缩径段、细锥段和平行尾段四部分组成， 旋流器质量轻、体积小、处理水量大、处理速度快，对运动不敏感、操作压力范围大。　　与机械分离机(即沉降离心机、波纹板隔油机、过滤离心机以及分离离心机)相比，它们的功能相当，但旋流器无运动部件。在价格、性能和操作方面比机械分离机优越。与隔油池相比，旋流分离器的效率更高，捕捉颗粒更小。含油量200mg/L的采油污水转变为10mg/L以下。以它代替隔油池，与二级气浮技术相比，二者处理粒径相当，但旋流器具有除油效率高、一次性投资小、占地面积小、不需投加药剂以及充气和刮渣、维修费用小等优点。　　此后国内部分油田开始对水力旋流器进行深入的研究开发和现场实验，并开始陆续使用。利用水力旋流器处理油田含油污水具有良好的价格性能比(与常规设备相比可节省投资50%左右)。因此水力旋流器将在含油污水处理方面得到越来越广泛的应用。但此工艺要求原油与水有一定密度差，工艺流程属于"老三套"含油污水回注处理工艺。　　根据近期国外有关资料新的油田采油污水处理工艺的特点和重要标志是将水力旋流器引入流程，替代传统的隔油池，除油效果大大提高。第五章结论及建议 　　（1）里37、西一联、西二联、木一综合站、南八站、华联站等大站，采出水处理量比较大，在其流程中增加旋流分离器，流程为：　　　　　此流程可以大大提高采出水处理量，同时减小过滤器的运行负荷，可有效降低回注水含油量。　　（2）对悦29、樊一转、中202转、中五转、元东一转等水处理量较小，处理效果达不到回注标准的注水站，可以将加破乳剂的时间提前，即在来油汇集处就加药，延长破乳剂的作用时间。流程如下：　　　　　　（3）对于要新建的采出水处理站，可以直接使用旋流分离器代替除油罐，　　　　　此流程避免了除油罐体积大、除油效率低的缺点。'